油基钻井液用耐高温碳酸钙-聚氨酯核壳型微球井壁强化剂

为了提高油基钻井液的封堵性能,以氯化钙、碳酸钠、谷氨酸、2,4-甲苯二异氰酸酯、二月桂酸二丁基锡等为原料,通过水热法制备了刚柔并济的核壳型碳酸钙-聚氨酯井壁强化剂。通过测定流变参数、破乳电压、滤失量和侵入深度等,考察井壁强化剂加量对基浆流变性、稳定性和封堵性的影响。将井壁强化剂与钛酸钾纤维、海泡石、硅藻土和氧化沥青等材料复配,研究了复配井壁强化剂对油基钻井液润湿性、流变性、稳定性、封堵性和耐温性等的影响。结果表明,井壁强化剂以耐高温且具备一定形变能力的聚氨酯为壳、碳酸钙球为核,微球粒径约2μm;对基浆流变性和稳定性的影响较小,可显著提高基浆的封堵性能;加量为2.5%~3.0%时可实现良好的封堵效果,破乳电压为525~542 V、侵入深度为0.6 cm。最优配方的复配井壁强化剂可显著提高油基钻井液的润湿性;对基浆流变性的影响较小,有利于基浆稳定性的提升,破乳电压提高至637 V。复配井壁强化剂各组分发挥协同效应,可以针对不同孔隙的裂缝进行有效封堵,表现出较好的降滤失性能。在常温下的滤失量和侵入深度分别为1.0 mL和0.2 cm。在经过180℃高温老化8 h后,复配井壁强化剂依旧保持较好的降滤失性能,滤失量和侵入深度分别为3.3 mL和0.3 cm,抗高温性能较好。核壳型井壁强化剂的聚氨酯软壳利于微球进入诱导裂缝的最前端,碳酸钙硬核能促进应力的分散,防止裂缝的进一步延伸,实现对井壁裂缝的有效封堵,同时能与钻井液保持良好的配伍性,封堵性能优异。

井壁强化技术的研究及其在乐东区块的应用

乐东区块构造位于莺歌海盆地的凹陷斜坡带,属于典型的海上超高温高压区块,地层安全密度窗口窄,深层井漏问题突出,严重制约了乐东气田的勘探与开发。针对该区块的井漏技术难题,通过井史资料统计,分析了该区块的漏失特征及漏失机理。基于黏滞单元法,模拟了井壁强化作用前后的井周应力变化,并预测了预充填裂缝开度。基于新型可变裂缝封堵模拟实验装置,开展了井壁强化材料粒径及浓度优化实验研究。实验结果表明,较优粒度匹配准则为D_(50)准则,合理浓度为5%。基于乐东区块抗高温油基钻井液,优化构建了井壁强化钻井液体系配方。综合评价表明,该井壁强化配方对钻井液的流变性影响较小,砂床滤失侵入深度仅为1.5 cm,1 mm动态裂缝封堵承压能力达12 MPa以上。

四川盆地南部龙马溪组页岩气藏井壁强化钻井液技术

四川盆地南部地区(以下简称川南)页岩气资源丰富,历经十余年研究与实践,目前已经实现了页岩气规模化和商业化开发,但是在钻进下志留统龙马溪组目的层时井下复杂严重且发生频繁、事故多、起下钻趟数多、耗时长,是至今仍然没有能够很好解决的重大钻井技术难题。为了降低开发综合成本、大幅度缩短钻完井周期从而使页岩气开发具有显著的经济效益,最有效的途径之一就是形成适用的页岩气藏井壁强化钻井液技术。为此,通过研究页岩地层岩石物性及特征,发现钻井液对地层微纳米裂缝封堵能力不足导致滤液侵入是致使该区龙马溪组页岩气藏井壁坍塌失稳的主要原因之一;针对上述情况,制备纳米封堵剂高质量本征态石墨烯纳米片,并提出了二维纳米石墨烯片界面强吸附黏着封堵理论;进而基于紧密堆积原理优选了适用于粒度级配的微米刚性封堵剂,形成了适用于川南龙马溪组页岩气藏井壁强化钻井液技术。现场应用结果表明,该技术在稳定井壁和强化井壁方面具有突出的效果,并且所研制的钻井液综合性能均优于现场井浆。结论认为,该项研究成果为实现该区页岩气效益开发提供了技术支撑。

热敏合金管井壁强化技术力学行为分析

针对钻完井工程中经常出现的井壁坍塌、地层出砂等井眼失稳问题,提出了一种利用地层温度即可激发膨胀的合金支撑管,基于合金材料热敏感膨胀大变形理论,对支撑管的膨胀过程进行了有限元计算,并对其挤压井壁的综合性能进行了理论评价。通过分析表明,恢复形状后的支撑管径向压应力随着径向距离增大而减小,但由于设计的原始尺寸比井筒尺寸大,支撑管恢复原始形状后可对井壁提供挤压力。根据地应力模型,膨胀接触井壁后的挤压力能有效改善近井地带应力分布,降低地层最大与最小主应力差造成的剪切失稳影响,同时在完井生产阶段,可有效提高井底流压,进而增大生产压差。

井壁强化机理与致密承压封堵钻井液技术新进展

井壁强化钻井液技术已成为提高地层承压能力的重要手段之一,目前中国在井壁强化微观机理、模拟实验评价方法和新材料研发等方面,均有待深入研究。基于微观颗粒物质力学的力链网络结构分析基本原理,探讨了裂缝地层致密承压封堵方法。提出了井壁强化材料特性的精细化表征参数,通过颗粒类型、粒度级配及浓度优化,利用刚性颗粒、弹性颗粒和纤维材料等协同封堵裂缝,可有效形成具有"强力链网络结构"的致密承压封堵层。利用自行研制的井壁强化钻井液封堵模拟实验装置,开展了井壁强化钻井液封堵模拟实验优化研究。模拟实验证明,新研制的井壁强化材料不仅能够有效封堵裂缝,形成致密承压裂缝封堵层,且当支撑裂缝至设计开度,可提升地层承压能力。

井壁强化作用影响因素的数值模拟

近年来,井壁强化等先期封堵技术逐渐得到了应用和发展,但其相关影响因素及作用机理还未得到深入揭示。通过建立多孔弹性介质的有限元模型,考虑地应力各向异性、架桥位置、漏失速率及裂缝后端压力等因素的影响,对井壁强化机理及相关影响因素进行了分析。模拟结果表明,刚性封堵材料通过减缓裂缝后端由于压力下降所产生的形变,并将该形变向井壁周围传递,使架桥后裂缝附近的井壁周向应力增加,从而导致裂缝趋于闭合;地应力各向异性越小,裂缝闭合趋势越明显;漏失速率越大,越有利于封堵颗粒的快速架桥,井壁强化效果越好;封堵材料架桥时,架桥位置距离裂缝端口越近,架桥位置后端压力越接近地层孔隙压力,越有利于裂缝的闭合及抑制裂缝尖端的扩展。

井壁强化与堵漏双作用可钻水泥实验研究

针对常规复合堵漏材料之间无胶结、易被钻井液冲刷、使用油井水泥堵漏会造成新井眼的问题,研究开发了井壁强化与堵漏双作用可钻水泥。将超细碳酸钙粉体加入新型胶凝材料硫铝酸盐水泥中,调节胶凝材料的可钻性,研究表明,当超细碳酸钙粉体的加入量不大于7%时,水泥凝胶材料的强度随粉体加入量的增加而增加,而当粉体的加入量大于7%时,水泥凝胶材料的强度随粉体加入量的增加而减小,即可钻性变好;在硫铝酸盐中加入0.4%减水剂、0.3%提黏剂、0.6%缓凝剂时,其稠化时间达到155 min,为安全施工提供了条件;在可钻水泥中加入12%鳞片状云母、1%纤维、1.5%石灰岩颗粒作为堵漏剂,较好地增强了体系堵漏性能,能够较好地封堵3 mm和5 mm缝板裂缝。可钻水泥的研发为实现钻井过程中井壁强化与堵漏双作用提供了技术保障。

两性离子聚合物/多元醇复合井壁强化剂的研制与作用机理

针对水基钻井液钻探页岩油气频繁遭遇的井壁失稳难题,同时考虑阳离子基团与多重醇羟基在井壁上的吸附作用,通过酯化反应将两性离子聚合物丙烯酰胺(AM)-丙烯酸(AA)-二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)与聚乙烯醇接枝,研制了一种复合井壁强化剂(WSC-1)。性能评价结果表明,WSC-1对人造岩心点载荷强度的提高率达26.90%,页岩岩心浸泡后可保持71.3%的内聚力;3%加量下可控制页岩线性膨胀量为63.22%,页岩屑150℃的滚动回收率达87.2%,优于聚醚胺、聚合醇等常用井壁稳定剂,且兼具一定的降滤失性能。通过红外光谱分析、扫描电镜观察,并结合聚DMDAAC和聚乙烯醇的稳定井壁机理讨论了WSC-1的作用机理:WSC-1通过离子键与氢键强吸附在井壁岩石表面,抑制了黏土矿物水化、分散,且在聚乙烯醇的“多点吸附”作用下形成吸附膜,封堵裂缝并减少自由水向地层中的渗滤,有效强化了井壁。

国外井壁强化技术的新进展

近年来,随着油气勘探开发的不断深入,井漏和井壁失稳等问题对钻井造成的困扰越来越严重。国外一些大油公司和服务公司借助岩石破裂机理的研究成果,提出了井壁强化理论和做法。目前已初步形成了配套的处理剂、设计程序和施工工艺,并逐步在全球推广。这些做法有助于在近井壁带形成井眼压力安全壳,提高井眼的完整性,拓宽钻井液的安全密度窗口,因而在钻探弱层、裂缝发育地层、枯竭油气藏和海洋深水钻井等方面拥有巨大的潜力和广阔的应用前景。

基于ABAQUS的井壁强化数值模拟研究

近年来,井壁强化技术已成为国外钻井工程中提高地层承压能力的重要手段。以ABAQUS软件为平台,建立二维井壁强化模型,通过数值模拟方法探讨了井壁强化作用机理及影响因素。结果表明,封堵材料在裂缝中架桥后,挤压两侧地层,使井周应力增加,且在低角度（0～30°）范围内,周应力增量最大;周应力重新分布后,地层破裂压力提高,且易破裂点的位置发生偏移;在一定裂缝开度范围内,裂缝开度越大,表明对裂缝两侧地层挤压越严重,强化井壁的效果越明显。地应力各向异性、封堵架桥位置及井眼压力对周应力影响较大,应力各向异性越严重,井眼压力越大,架桥后周应力增量越大;封堵材料在距离井壁越近的位置架桥,在一定范围内强化井壁的效果越明显,随着架桥位置逐渐靠近缝尖,强化井壁的作用逐渐减弱。

川西地区油基钻井液井壁强化技术

钻进川西地区深部地层时,井漏、井眼垮塌和卡钻问题频发,如采用油基钻井液钻进,则不易形成厚滤饼且滤饼致密性差,井筒压力穿透能力强。针对该问题,根据钻井液成膜机理,采用核壳结构设计,以苯乙烯、丙烯酸酯类等为原料,合成了一种适用于该地区深井钻井中地层温度≤150℃中部层位的致密膜护壁剂CQ-NFF;根据风险地层的地质特性、工程特性分析结果和d90规则,选用超细碳酸钙、弹性石墨、高强度树脂和高分散纤维复配形成了内充填封堵剂。采用扫描电镜分析了钻井液的成膜机理及形貌,通过高温高压滤失、高温渗透失水、高温渗透失油试验评价了钻井液的成膜效应,通过高温高压砂床滤失试验评价了充填材料的承压封堵能力。结果表明,CQ-NFF可在油包水乳状液和油基钻井液中形成致密薄膜,并有效吸附在滤饼表面,薄膜承压封堵能力达到2.0 MPa;将内填充封堵剂加入油基钻井液后,内滤饼的承压能力可提高至3.5 MPa以上。以上述处理剂为核心的川西地区油基钻井液井壁强化技术,在双探6井和中江2井进行了现场试验,深层井漏、井眼垮塌、卡钻等井下故障时间大幅缩短,试验效果显著。

国内外井壁强化技术研究进展

地层枯竭和薄弱区域一直是钻井的挑战之一,随着油田的中后期开发,钻探难度不断加大,如何应对并有效地解决这个制约因素尤为重要。典型的钻井复杂漏失、卡钻和井眼不稳定问题,导致了处理时间和钻井成本显著增加。井壁强化技术是20世纪80年代发展起来的一项新技术,其理论基础是岩石力学和断裂力学,目的是用堵漏材料封堵井壁上的裂缝来控制漏失。根据前人研究成果,井壁强化理论主要有井眼应力增加法(包括应力环法和裂缝闭合应力法)和裂缝延伸强度法。现场应用中可能是两种原理协同作用的结果。最常用的现场施工方法间歇性加固和连续加固各有其优缺点,针对不同的区域和地层要具体分析。其总体效果都是提高了地层的承压能力,拓宽了钻井液的安全密度窗口。因此提前计划采取堵漏措施很有必要,井壁强化技术有着广阔的应用前景。

页岩气水平井强化井壁水基钻井液研究

利用物理或化学方法强化封堵页岩微纳米尺度裂缝是解决页岩气地层井壁失稳与井漏问题的技术关键。在研究页岩气地层井壁失稳机理基础上,探讨了通过钻井液物理-化学协同封堵强化页岩井壁稳定的机理。采用乳液聚合方法,研制了一种微纳米聚合物微球封堵剂,并利用压力传递实验、核磁共振等评价了微纳米聚合物微球封堵剂与化学封堵剂的协同封堵作用效果。研究表明,微纳米聚合物微球"吸附-架桥-可变形填充"、化学封堵剂"封堵-固结"两种封堵机理协同作用,能够在井壁周围形成连续、致密的承压封堵层,阻止压力传递与滤液侵入,实现物化协同封堵强化井壁的目的。进一步优化了页岩气地层强化井壁水基钻井液体系,密度达2. 0 g/cm^3时仍具有良好的流变、滤失及润滑性能,可有效地封堵页岩微纳米尺度缝隙、抑制页岩水化效应,为页岩气钻探开发提供了钻井液技术支撑。

油基钻井液随钻防漏技术实验研究

与水基钻井液相比,油基钻井液更容易发生井眼漏失,且井漏现场处理困难,一旦发生井漏,往往会造成重大经济损失。针对油基钻井液漏失问题,从油基钻井液井漏预防措施入手,通过优选不同类型的钻井液防漏堵漏剂,研制了新型油基钻井液随钻防漏堵漏材料,并探讨了其协同作用机理。渗透性封堵实验以及作用机理分析表明,刚性架桥颗粒、弹性填充颗粒、微细纤维材料等不同类型钻井液防漏堵漏剂具有协同作用效果,能够迅速形成具有"强力链网络"的致密封堵层,显著提高了油基钻井液的随钻防漏堵漏性能。进一步优化了强封堵性油基钻井液体系,该体系在120℃、16 h热滚前后的流变性、滤失性能良好,PPA砂盘滤失量仅为11.4 m L,具有良好的随钻防漏堵漏性能,能够起到强化封堵井壁作用,有助于提高地层承压能力。

针对易漏砂岩地层防井漏材料粒径优化设计

为解决易漏失砂岩地层频发的井漏问题,采用巴西劈裂试验研究方法,测试不同粒径组合方式下防井漏材料对于井壁抗拉强度的强化效果。通过对比岩样孔喉尺寸和钻井液中防井漏材料的颗粒粒径,分析砂岩经不同粒径防井漏材料钻井液处理后的岩样抗拉强度测试结果,得到以下结论:相较于水润岩样的抗拉强度,防井漏材料明显起到强化井壁的效果,从而提高地层承压能力;未经粒径优化设计的防井漏材料有可能无法强化井壁,从而造成井漏问题无法缓解和钻井材料资源浪费等问题;钻井液中防井漏材料颗粒粒径范围越广,井壁强化效果越明显;若要达到最佳防井漏效果,使得地层承压能力最高,建议钻井液在进行防井漏材料粒径组合优化设计时,应考虑将防井漏材料的平均颗粒粒径约等于岩样平均孔喉尺寸。研究结果可为维持易漏失砂岩地层的井壁稳定、缩短非生产时间和安全高效钻井提供参考。

西湖凹陷上部杂色泥岩井壁失稳研究和钻井液优化

东海西湖凹陷部分区块在Φ311.15 mm井段钻遇龙井组、花港组杂色泥岩地层时,频繁发生起下钻阻卡、倒划眼困难等复杂情况,严重影响井下安全和作业时效。室内采用X射线衍射、扫描电镜、压汞法、抗压强度测试等方法对地层岩性组构特征、力学特性以及其他物理化学性能进行试验,研究井壁岩石失稳机理,表明杂色泥岩本身极具失稳特性。模拟现场条件,试验研究现场油基钻井液封堵和井壁稳定能力、钻井液润湿性能对岩屑井壁黏附和润滑性的影响,发现影响杂色泥岩起下钻遇阻的主控因素是钻井液胶结封堵稳定井壁能力和钻井液润湿性能不够。针对地层特性和钻井液性能不足,制定油基钻井液稳定井壁优化对策,强化钻井液封堵固壁性,提高地层承压能力;优选钻井液乳化剂,提高体系高温稳定性和润湿性。优化后的油基钻井液体系能够有效封堵泥岩微纳米孔缝,提高井壁稳定性,提高泥饼润滑性,可降低起下钻阻卡风险。现场应用表明,钻井过程中井壁稳定,起下钻、下套管等均顺利,与邻井相比起下钻效率提升96%~353%,取得了良好的应用效果,有效解决了西湖凹陷上部杂色泥岩地层井壁失稳问题。

狮202井区裂缝性地层堵漏技术

狮202井区井漏主要发生在N1和E32地层上部,N1地层裂缝发育,E32地层裂缝和溶蚀孔洞双介质储层发育,地层承压能力低,裸眼井段长,容易漏失的层位多,同一裸眼井段内高低压同层,井漏复杂处理难度大,针对该区块的地层漏失特点,引入NTS片状颗粒,该材料坚固,承压能力强,进入漏层后具有翻转能力。通过室内实验优选出一套堵漏技术配方,根据现场钻井液漏失速度设计了3种不同配方:(1)循环浆+1.0%NT-DS+(2%~3%)NTS(细)+(1%~3%)核桃壳(0.5~1.0 mm)+(1%~3%)SDL+(1%~3%)SQD-98,总浓度为12%~13%;(2)基浆+2%NTS(细)+3%核桃壳(1~3 mm)+(3%~4%)核桃壳(0.5~1.0 mm)+1%NT-DS+3%SDL+3%SQD-98,总浓度为15%~16%;(3)基浆+3%NTS(中︰细=1︰2)+(3%~5%)核桃壳(1~3 mm)+(3%~5%)核桃壳(0.5~1.0 mm)+(1%~2%)NT-DS+3%SDL+5%SQD-98,总浓度为25%左右,并制定了相应的现场施工方案。在狮202井区进行了4口井的试验应用,应用效果良好,堵漏成功率为100%,提高了地层的承压能力,扩大了安全密度窗口,满足后续施工要求。

高滤失承压堵漏技术

高滤失承压堵漏技术是以高滤失堵漏剂进行封堵漏层提高地层承压能力的堵漏技术,该技术在压差作用下堵漏浆迅速滤失,形成填塞层封堵漏失通道,钻井液在填塞层表面发生滤失形成致密的泥饼,达到提高地层承压能力的目的。研制了一种高滤失堵漏剂,对钻井液流变性没有影响,堵漏浆30 s内API滤失量达180 mL以上,用重晶石粉可加重堵漏浆密度至2.3 g/cm^3。室内模拟封堵不同尺寸的缝隙性漏失,承压能力达到7 MPa。高滤失承压堵漏技术进行了7井次现场试验,结果表明:该技术堵漏一次成功率达71%,堵漏时间短3~4 h,为优质高效地钻井施工提供了技术保障。